Estudio técnico para el aprovechamiento del gas natural asociado producido en el campo PBHI operado por Enap Sipetrol S.A., en el oriente ecuatoriano para su utilización como energético en las facilidades del mismo

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS

NATURAL ASOCIADO PRODUCIDO EN EL CAMPO PBHI

OPERADO POR ENAP SIPETROL S.A. EN EL ORIENTE

ECUATORIANO PARA SU UTILIZACIÓN COMO ENERGÉTICO

EN LAS FACILIDADES DEL MISMO

TRABAJO PREVIO A LA OBTECIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

JINSON EDUARDO SANTANA IÑAHUAZO

DIRECTOR: ING. EDWIN PLÚAS NOLIVOS MSc.

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 1103863922

APELLIDOS Y NOMBRES: Santana Iñahuazo Jinson Eduardo

DIRECCIÓN: Reynaldo Espinoza E10-284 y Luciano A.

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: 2520054

TELÉFONO MOVIL: 0994733261

DATOS DE LA OBRA

TÍTULO:

Estudio técnico para el aprovechamiento del gas natural asociado producido en el Campo PBHI operado por Enap Sipetrol S.A. en el oriente ecuatoriano para su utilización como energético en las facilidades del mismo.

AUTOR O AUTORES: Santana Iñahuazo Jinson Eduardo

FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

17 de marzo de 2017

DIRECTOR DEL PROYECTO DE TITULACIÓN:

Ing. Edwin Plúas Nolivos MSc.

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TÍTULO POR EL QUE

OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN:

El presente trabajo tuvo como objetivo simular un proceso de endulzamiento y deshidratación para el gas natural producido en el campo PBHI para lograr su uso como energético. Con las cromatografías del gas obtenidas a través de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero se realizó un análisis de la composición del gas natural y se evidenció inicialmente un porcentaje de CO2 igual al 9 %, motivo por el cual el gas debía ser tratado. Se realizó un análisis de los diferentes métodos de endulzamiento y deshidratación del gas

natural asociado, sugiriendo el método de adsorción por gel de sílice por cuanto presenta ventajas económicas frente a otros posibles métodos. Posteriormente se efectuó una simulación del mismo mediante el proceso descrito por la GPSA, donde se tuvo que implementar un compresor centrífugo para aumentar la presión del gas a su ingreso al lecho de gel de sílice. Este proceso requiere de un volumen de gas para la regeneración del adsorbente mismo que fue calculado en 17 713 PCOD. A continuación, se realizó un análisis de la composición del gas tratado y se lo comparó con los requisitos establecidos por la Norma Técnica Ecuatoriana INEN 2 489:2009 para que el gas pueda ser usado como combustible, evidenciando que el gas tratado cumple con los requisitos. Finalmente se presentaron dos posibles opciones de uso del gas tratado, siendo el calentamiento de los 3 770 barriles de crudo producidos por el campo la primera opción, para lo cual se requerirán 1 252 PCOD; y como segunda opción, se planteó la generación de energía eléctrica mediante gas natural, logrando generar hasta 47 611 kWh.

PALABRAS CLAVES:

GAS NATURAL, ENDULZAMIENTO DEL GAS, DESHIDRATACIÓN DEL GAS, GEL DE SÍLICE, CO2.

ABSTRACT:

had to be treated. An analysis was performed of the different methods of sweetening and dehydration of the associated natural gas, suggesting the method of adsorption by Silica gel since it presents economic advantages over other possible methods. Later on, a simulation of the same was carried out by the process described by the GPSA, where a centrifugal compressor had to be implemented to increase the pressure of the gas at its entrance to the Silica gel bed. This process requires a gas volume for the regeneration of the same adsorbent which was calculated on 17 713 OCFD. Then, an analysis of the composition of the treated gas was carried out and compared with the requirements established by the Ecuadorian Technical Norm INEN 2 489: 2009, this way the gas can be used as fuel, showing that the treated gas meets the requirements. Finally, two possible options for the use of the treated gas were presented, with the heating of the 3 770 barrels of oil produced by the field being the first option, for which 1 252 OCFD would be required; And as a second option, the generation of electric energy was proposed using natural gas, generating up to 47 611 kWh.

KEYWORDS NATURAL GAS, GAS SWEETENING, GAS

DEHYDRATION, SILICA GEL, CO2.

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio Digital de la Institución.

f:__________________________________________ SANTANA IÑAHUAZO JINSON EDUARDO

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, Santana Iñahuazo Jinson Eduardo, C.I. 1103863922 autor del proyecto titulado: “Estudio técnico para el aprovechamiento del gas natural asociado producido en el Campo PBHI operado por Enap Sipetrol S.A. en el oriente ecuatoriano para su utilización como energético en las facilidades del mismo” previo a la obtención del título de Ingeniero de Petróleos en la Universidad Tecnológica Equinoccial.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito de generar un Repositorio que democratice la información, respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, 17 de marzo de 2017

f:__________________________________________ Santana Iñahuazo Jinson Eduardo

DECLARACIÓN

Yo, SANTANA IÑAHUAZO JINSON EDUARDO, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo; según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva el título “Estudio técnico para el aprovechamiento del gas natural asociado producido en el campo PBHI operado por Enap Sipetrol S.A. en el oriente ecuatoriano para su utilización como energético en las facilidades del mismo”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Jinson Eduardo Santana Iñahuazo, bajo mi dirección y supervisión, en la facultad de Ciencias de la Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación, artículos 19,27 y 28.

Ing. Edwin Fabián Plúas Nolivos MSc. DIRECTOR DEL TRABAJO

DEDICATORIA

En primera instancia a Dios, quien a pesar de nuestras malas decisiones nunca nos abandona.

A mis padres, Noemí Iñahuazo y Byron Villacrés, por siempre brindarme su apoyo, cariño, confianza y paciencia.

A mis hermanos Adriana, Gretha y Byron Jr. por sus alegrías y ocurrencias, por ser siempre una buena compañía y aunque no nos veamos tan seguido el cariño mutuo no se ve afectado.

A mis familiares Juana Iñahuazo, Byron Fajardo, Myriam Ruíz, Marco Parra, Ángel Iñahuazo, Edison y Rosmery Luzuriaga, Rómulo Santana por ser de gran ayuda y compañía en el transcurso de mi vida universitaria, siempre agradecido con ustedes.

AGRADECIMIENTOS

A Dios por ser ese aliento que siempre te anima a continuar.

A mis padres Noemí Iñahuazo y Byron Villacrés por brindarme su cariño y dedicación, por siempre animarme y estar atentos de mí, por nunca abandonarme en el camino y estar siempre apoyándome, por ese ejemplo de trabajo duro. Por ser esa guía a lo largo de mi carrera universitaria, por siempre confiar en mí a pesar de mis errores.

A mis hermanos, primos y amigos por siempre ser esa compañía idónea en todo momento.

Al ingeniero Edwin Plúas por apoyarme en la elaboración de este trabajo.

Al ingeniero Fausto Ramos por siempre buscar el bienestar de toda la comunidad de Ingeniería de Petróleos.

A los profesores de la Universidad Tecnológica Equinoccial por saber transmitir sus conocimientos de la mejor manera.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1. OBJETIVOS 5

1.1.1. OBJETIVO GENERAL 5

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 5

2. METODOLOGÍA 6

2.1. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL

PETROLEÓ QUE INGRESA AL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 6 2.2. ANÁLISIS DE LA PRESIÓN DEL GAS NATURAL ASOCIADO A

LA SALIDA DEL SEPARADOR 6

2.3. OPCIONES PARA ENDULZAR Y DESHIDRATAR EL GAS

NATURAL ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO PBHI 7 2.4. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN DEL DISEÑO DE UN PROCESO

DE ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN MEDIANTE GEL DE SÍLICE PARA UN GAS NATURAL

ASOCIADO 7

2.4.1. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL PETROLEÓ QUE INGRESARÁ AL LECHO

ADSORBEDOR 8

2.4.2. CORRECIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS POR

CONTENIDO DE IMPUREZAS 8

2.4.3. CÁLCULO DE LA CANTIDAD TOTAL DE CO2 y H2O A

REMOVER DEL GAS NATURAL 8

2.4.4. CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE ADSORBENTE 8 2.4.5. CÁLCULO DEL CAUDAL EN CONDICIONES DE

OPERACIÓN 8

2.4.6. CÁLCULO DE LA VELOCIDAD MÁXIMA DEL GAS EN EL

LECHO 9

2.4.7. CÁLCULO DEL DIÁMETRO DEL LECHO 9

2.4.8. CÁLCULO DE LA LONGITUD TOTAL DEL LECHO 9 2.4.9. CÁLCULO DEL VOLUMEN QUE OCUPA EL ADSORBENTE

ii 2.4.10. CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CALOR DE

REGENERACIÓN DEL LECHO ADSORBEDOR 9

2.4.11. CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CAUDAL DE GAS

PARA REGENERAR EL LECHO ADSORBEDOR 10

2.5. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL

PETROLEÓ QUE SALE DEL LECHO ADSORBEDOR 10

2.6. ANÁLISIS DEL RECORRIDO DEL GAS NATURAL ASOCIADO

DEL CAMPO PBHI 10

2.7. COMPARACIÓN DEL GAS TRATADO DEL CAMPO PBHI CON

LA NTE INEN 2 489:2009 10

2.8. ANÁLISIS DE DOS OPCIONES PARA EL USO DEL GAS

NATURAL TRATADO DEL CAMPO PBHI 11

2.8.1. CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CALOR NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DEL CAMPO PBHI DE 120ºF

A 200º 11

2.8.2. CANTIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PRODUCIR POR

EL GAS TRATADO 11

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 12

3.1. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL ASOCIADO AL PETROLEÓ QUE INGRESA AL

SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 12

3.2. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LA PRESIÓN DEL GAS

NATURAL ASOCIADO A LA SALIDA DEL SEPARADOR 13 3.3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DEL DISEÑO DE UN

PROCESO DE ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN MEDIANTE GEL DE SÍLICE PARA UN GAS

NATURAL ASOCIADO 13

3.3.1. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL PETROLEÓ QUE INGRESA AL LECHO

ADSORBEDOR 14

3.3.2. RESULTADOS DEL DISEÑO DEL LECHO ADSORBEDOR 14 3.3.3. RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS DEL CALOR DE

REGENERACIÓN DEL LECHO ADSORBEDOR 15

3.3.4. RESULTADOS DEL CÁLCULO DEL CAUDAL PARA LA

REGENERACIÓN DEL LECHO ADSORBEDOR 15

3.4. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO QUE SALE DEL LECHO

iii 3.5. RESULTADO DEL ANÁLISIS DEL RECORRIDO DEL GAS

NATURAL ASOCIADO DEL CAMPO PBHI 17

3.6. RESULTADOS DE LA COMPARACIÓN DEL GAS TRATADO DEL CAMPO PBHI CON LA NTE INEN 2 489:2009 18 3.7. RESULTADO DEL ANÁLISIS DE DOS OPCIONES PARA EL

USO DEL GAS NATURAL TRATADO DEL CAMPO PBHI 19

3.7.1. PRIMERA OPCIÓN 19

3.7.2. SEGUNDA OPCIÓN 20

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 21

4.1. CONCLUSIONES 21

4.2. RECOMENDACIONES 22

5. BIBLIOGRAFÍA 23

iv

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA Tabla 1. Reservas probadas campo PBHI 4 Tabla 2. Composición química del gas asociado al petróleo del campo

PBHI 4

Tabla 3. Categorización de los procesos para tratar un gas ácido 7 Tabla 4. Propiedades de la mezcla gaseosa asociada al petróleo que

ingresa al separador 12

Tabla 5. Resultados de la potencia requerida del motor para mover un

compresor centrifugo 13

Tabla 6. Propiedades del gas natural asociado al petróleo que ingresa

al lecho adsorbedor 14

Tabla 7. Resultados del diseño del lecho adsorbedor 15 Tabla 8. Resultados del cálculo del calor total de regeneración del lecho

adsorbedor 16

Tabla 9. Resultados del cálculo del caudal para la regeneración del

lecho adsorbedor 16

Tabla 10. Propiedades del gas asociado al petróleo que sale del lecho

adsorbedor 17

Tabla 11. Comparación del gas tratado del campo PBHI con la NTE

INEN 2 489:2009 18

Tabla 12. Resultados del calor necesario para calentar el crudo de

v

ÍNDICE DE FIGURAS

vi

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA ANEXO 1. CROMATOGRAFÍA 1 CAMPO PBHI 26 ANEXO 2. CROMATOGRAFÍA 2 CAMPO PBHI 27 ANEXO 3.

MOTOR PARA MOVER UN COMPRESOR

CENTRÍFUGO 28 ANEXO 4. SIMULACIÓN DEL DISEÑO DE UN PROCESO DE

ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN POR

ADSORCIÓN MEDIANTE GEL DE SÍLICE PARA UN GAS

NATURAL ASOCIADO 30

ANEXO 5. CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CALOR NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DE UNA TEMPERATURA

1

RESUMEN

El presente trabajo tuvo como objetivo simular un proceso de endulzamiento y deshidratación para el gas natural producido en el campo PBHI para lograr su uso como energético. Con las cromatografías del gas obtenidas a través de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero se realizó un análisis de la composición del gas natural y se evidenció inicialmente un porcentaje de CO2 igual al 9 %, motivo por el cual el gas debía ser tratado. Se realizó un análisis de los diferentes métodos de endulzamiento y deshidratación del gas natural asociado, sugiriendo el método de adsorción por gel de sílice por cuanto presenta ventajas económicas frente a otros posibles métodos. Posteriormente se efectuó una simulación del mismo mediante el proceso descrito por la GPSA, donde se tuvo que implementar un compresor centrífugo para aumentar la presión del gas a su ingreso al lecho de gel de sílice. Este proceso requiere de un volumen de gas para la regeneración del adsorbente mismo que fue calculado en 17 713 PCOD. Finalmente se presentaron dos posibles opciones de uso del gas tratado, siendo el calentamiento del crudo producido por el mismo campo la primera opción, para lo cual se requerirán 1 252 PCOD y como segunda opción la generación de energía eléctrica mediante gas natural, pudiendo llegar a generar hasta 47 611 kWh. Concluyendo que, una vez tratado el gas natural asociado, éste puede ser usado como energético.

2

ABSTRACT

This piece of work was developed with the purpose of simulating a process of sweetening and dehydration for the natural gas produced in the PBHI field in order to achieve its use as energetic. With the gas chromatographies obtained through the Hydrocarbon Regulation and Control Agency, an analysis of the composition of the natural gas was carried out and an initial percentage of CO2 equal to 9% was evidenced, this is the reason why the gas had to be treated. An analysis was performed of the different methods of sweetening and dehydration of the associated natural gas, suggesting the method of adsorption by Silica gel since it presents economic advantages over other possible methods. Later on, a simulation of the same was carried out by the process described by the GPSA, where a centrifugal compressor had to be implemented to increase the pressure of the gas at its entrance to the Silica gel bed. This process requires a gas volume for the regeneration of the same adsorbent which was calculated on 17 713 OCFD. Then, an analysis of the composition of the treated gas was carried out and compared with the requirements established by the Ecuadorian Technical Norm INEN 2 489: 2009, this way the gas can be used as fuel, showing that the treated gas meets the requirements. Finally, two possible options for the use of the treated gas were presented, with the heating of the 3 770 barrels of oil produced by the field being the first option, for which 1 252 OCFD would be required; And as a second option, the generation of electric energy was proposed using natural gas, generating up to 47 611 kWh.

3

1. INTRODUCCIÓN

La producción de gas natural en el país ha ido aumentando constantemente, su utilización es importante para consolidar un ahorro de combustibles derivados del petróleo, éste puede ser usado para generación eléctrica, como combustible para los equipos de la industria petrolera, movilización de vehículos y como materia prima para la industria petroquímica (Ministerio Coordinador de Recursos Estratégicos, 2014).

Además de reducir importaciones de combustibles por parte del Estado Ecuatoriano, en la Ley de Hidrocarburos se establece un cuidado prioritario del ambiente, por lo que se pretende eliminar la quema de gas natural en los mecheros de las empresas productoras de petróleo y gas natural; llevando así a las empresas a buscar la utilización del gas natural como un combustible para la generación eléctrica dentro de sus instalaciones y en procesos de producción o manejo de petróleo; éste es un combustible de buena calidad y genera menores emisiones de contaminantes al ambiente como el CO2, mismo que es uno de los gases causantes del calentamiento global (Vicepresidencia de la República, 2014).

El campo MDC, operado también por Enap Sipetrol S.A. utiliza cerca del 75% de la producción de gas natural asociado como combustible para generación eléctrica y el 25% restante va a quemarse a los mecheros; mientras que el gas producido en el campo PBHI es quemado en su totalidad, 4 860 000 PCND (ARCH, 2016).

La Norma Técnica Ecuatoriana INEN 2 489:2009 establece los parámetros máximos permitidos para que el gas natural pueda ser usado como combustible; mientras que el artículo 39 de la Codificación de la Ley de Hidrocarburos expresa que los excedentes de gas que no utilizaren EP PETROECUADOR ni los contratistas o asociados, o que no pudiesen ser reinyectados en los respectivos yacimientos, serán motivos de acuerdos especiales o lo que dispongan los reglamentos. Los contratistas o asociados no podrán desperdiciar el gas natural, arrojándolo a la atmósfera o quemándolo, sin autorización de la Secretaría de Hidrocarburos (Ley de Hidrocarburos, 2010).

4 dólares americanos, una disminución considerable del uso del diésel (220 073 730 galones), al igual que el volumen del crudo (1 027 031 barriles); el volumen de gas optimizado para la generación eléctrica ha sido de 420 388 959 m3 _{y una reducción en las emisiones de CO}

2 al ambiente de 737 801 toneladas (Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos, 2015).

PBHI es el acrónimo de Paraíso-Biguno-Huachito-Intracampus; actualmente se encuentran en producción Paraíso, Biguno y Huachito, mientras que Intracampus se considera al área comprendida entre PBH y Sacha Central, dentro de la cual se encuentra Inchi, mismo que lleva poco tiempo en producción (ARCH, 2016). Este campo se ubica en el centro de la Cuenca Oriental, aproximadamente a 9 Km al Noreste de la ciudad de Francisco de Orellana (El Coca) y al oeste del campo Sacha (ENAP SIPETROL S.A., 2015). Las reservas probadas de crudo y las características químicas del gas asociado al petróleo del campo PBHI, se citan en la tabla 1 y 2.

Tabla 1. Reservas probadas campo PBHI

Campo Reservas Fracción Oil °API @ 60° Fracción API

Paraíso 5 030 289 0.48984 24.69 12.0941

Biguno 166 197 0.01618 24.17 0.3012

Huachito 1 850 473 0.18019 25.49 4.5932

Inchi 322 355 0.31378 22.20 6.966

Total 10 296 314 1 API mezcla 24.04

(ARCH, 2015)

Tabla 2. Composición química del gas asociado al petróleo del campo PBHI

Componente % Molar Componente % Molar

Metano 55.9 Dióxido de Carbono 9.41

Etano 9.66 Agua 0

Propano 12.24 Metil-ciclo Pentano 0.04

i-Butano 1.97 Benzeno 0

n-Butano 4.48 Heptano 0.24

i-Pentano 1.08 Tolueno 0

n-Pentano 1 Octano 0.12

n-Hexano 0.59 Nonano 0.04

Nitrógeno 3.19 Total 100

5 El proceso de adsorción es un fenómeno físico de separación y concentración de uno o más componentes de un sistema sobre una superficie sólida (Thomas & Crittenden, 2011). Los adsorbentes sólidos pueden atrapar moléculas lo suficientemente pequeñas como las del agua; usando minerales como aluminosilicatos, arcillas, zeolitas, carbones activados, gel de sílice entre otros. Dentro de las aplicaciones de los adsorbentes sólidos encontramos el secado y purificación de fluidos hidrocarburos como gases; eliminación del dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, oxígeno, nitrógeno, hidrógeno y agua; descontaminación de desechos químicos y desodorización (Roelofsen, 2010).

1.1. OBJETIVOS

1.1.1. OBJETIVO GENERAL

Simular un proceso de endulzamiento y deshidratación para lograr la utilización del gas natural asociado como energético.

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Analizar la caracterización físico-química del gas natural asociado producido en el campo PBHI.

 Sugerir un método de endulzamiento y deshidratación para el gas natural asociado.

 Proponer dos opciones de uso para el gas tratado.

6

2. METODOLOGÍA

La simulación del método de endulzamiento y deshidratación del gas natural asociado producido en el campo PBHI se realizó mediante un análisis de las cromatografías del gas proporcionadas por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero y la aplicación del diseño de un proceso de endulzamiento y deshidratación para gas natural presentado por la GPSA, mientras que los cálculos fueron realizados en el software Excel.

La metodología que se aplicó en el presente trabajo se detalla a continuación:

2.1. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO

AL PETROLEÓ QUE INGRESA AL SEPARADOR DE

PRODUCCIÓN

El gas que ingresa al separador se encuentra a 100 lpca y 120 ºF, éste separador logra excluir los hidrocarburos líquidos y componentes del gas desde el C3 en adelante, dejando en la corriente de gas únicamente metano, etano e impurezas.

2.2. ANÁLISIS DE LA PRESIÓN DEL GAS NATURAL

ASOCIADO A LA SALIDA DEL SEPARADOR

La presión con la que sale el gas natural asociado del separador es insuficiente para poder trabajar en el lecho adsorbedor, por lo cual se sugiere la implementación de un compresor; con el fin de aumentar la presión del gas. El compresor centrífugo es un equipo que puede trabajar a altas velocidades, lo que hace posible comprimir volúmenes de gas natural superiores a los 100 MMPCND, no requiere gran espacio en la planta para ser instalado. Opera durante periodos de más de 18 000 horas de trabajo sin requerir un mayor mantenimiento. Su eficiencia de compresión varía entre el 70 y 80% (Salazar, 2001).

7

2.3. OPCIONES PARA ENDULZAR Y DESHIDRATAR EL GAS

NATURAL ASOCIADO AL PETRÓLEO DEL CAMPO PBHI

Repsol YPF, empresa petrolera con amplia experiencia, en base a estudios anteriores, recomienda el uso de aminas, solventes híbridos y adsorbentes sólidos ya que brindan buenos resultados en este tipo de procesos (Tabla 3).

Tabla 3. Categorización de los procesos para tratar un gas ácido

Contaminantes Aminas (DEA) Solv. Físicos (Selexol) Solv. Híbridos (Sulfinol) Carb. Potasio (Benfield) Adsorbentes Sólidos Sulfuro de

Hidrógeno Muy bueno Bueno

Muy

bueno Pobre/regular Muy bueno

Dióxido de

Carbono Muy bueno Bueno

Muy

bueno Bueno Muy bueno

Sulfuro de

Carbonilo Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

Mercaptanos No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno

Disulfuro de

Carbono No Bueno Bueno Posible -

Etil metil

sulfuro No - - - -

Dimetil

disulfuro No - - - -

(REPSOL YPF, 2010)

2.4. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN DEL DISEÑO DE UN

PROCESO DE ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN

POR ADSORCIÓN MEDIANTE GEL DE SÍLICE PARA UN

GAS NATURAL ASOCIADO

8 2.4.1. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL

PETROLEÓ QUE INGRESARÁ AL LECHO ADSORBEDOR

La corriente de gas que ingresa al lecho adsorbedor está compuesta por metano, etano e impurezas. Para lo cual se corrigió la composición del gas, puesto que sus porcentajes molares variaron en comparación a los datos de las cromatografías originales del gas natural asociado (Saeid, A., & G., 2006).

2.4.2. CORRECIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS POR CONTENIDO DE IMPUREZAS

Cuando el gas natural asociado contiene un alto porcentaje de dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, éste necesita una corrección por efectos de acidez. Aunque el gas natural asociado del campo PBHI no tuvo presencia de H2S, si presentó un 12 % de contenido de CO2 por lo que fue necesario hacer una corrección (Pino, Endulzamieno del Gas Natural, 2011).

2.4.3. CÁLCULO DE LA CANTIDAD TOTAL DE CO2 y H2O A REMOVER

DEL GAS NATURAL

A la cantidad total de H2O a remover se le restó 2.9 𝑙𝑏𝐻2𝑂

𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁, puesto que 3 𝑙𝑏𝐻₂𝑂 𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁 son lo máximo permitido según la GPSA, el número de ciclos de trabajo del lecho adsorbedor dependerá de las consideraciones del diseñador.

2.4.4. CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE ADSORBENTE

Se seleccionó el tipo de desecante a usar en el proceso de adsorción y se trabajó con las especificaciones descritas en el Anexo 4.

2.4.5. CÁLCULO DEL CAUDAL EN CONDICIONES DE OPERACIÓN

9 2.4.6. CÁLCULO DE LA VELOCIDAD MÁXIMA DEL GAS EN EL LECHO

Para el cálculo de la velocidad máxima del gas, previamente se calculó la densidad y viscosidad del gas; las constantes B y C se seleccionan dependiendo del tamaño del adsorbente.

2.4.7. CÁLCULO DEL DIÁMETRO DEL LECHO

Para la selección del diámetro del lecho, primero se calculó el diámetro mínimo del mismo y posterior a esto se lo reemplazó por un diámetro mayor. Teniendo además que realizar un ajuste de la velocidad del gas.

2.4.8. CÁLCULO DE LA LONGITUD TOTAL DEL LECHO

La longitud total del lecho se obtuvo mediante la suma de la longitud de la zona de transferencia de masa y la longitud de la zona saturada; para lo cual se obtuvo el valor de la constante Z mediante el tamaño del adsorbedor. 2.4.9. CÁLCULO DEL VOLUMEN QUE OCUPA EL ADSORBENTE Y EL

VOLUMEN DEL LECHO

Posteriormente se calculó el volumen que ocupa el adsorbente y el volumen del lecho, además el tiempo que necesita el gas al pasar por el lecho adsorbedor para conseguir un adecuado tratamiento.

2.4.10. CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CALOR DE REGENERACIÓN DEL LECHO ADSORBEDOR

10 2.4.11. CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CAUDAL DE GAS

NECESARIO PARA REGENERAR EL LECHO ADSORBEDOR

El caudal de gas necesario para la regeneración del lecho adsorbedor se calculó teniendo en cuenta que el tiempo necesario para calentar el lecho es el 70% del tiempo de cada ciclo y la temperatura caliente es 50 ºF sobre la temperatura inicial.

2.5. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO

AL PETROLEÓ QUE SALE DEL LECHO ADSORBEDOR

Se realizó un análisis de la composición de la corriente del gas natural asociado a la salida del lecho adsorbedor, puesto que su composición anterior tuvo una variación.

2.6. ANÁLISIS DEL RECORRIDO DEL GAS NATURAL

ASOCIADO DEL CAMPO PBHI

Se elaboró un gráfico donde se expone el recorrido del gas natural asociado desde su entrada al separador de producción como gas agrio hasta la salida del lecho adsorbedor como gas dulce.

2.7. COMPARACIÓN DEL GAS TRATADO DEL CAMPO PBHI

CON LA NTE INEN 2 489:2009

11

2.8. ANÁLISIS DE DOS OPCIONES PARA EL USO DEL GAS

NATURAL TRATADO DEL CAMPO PBHI

Se analizaron dos opciones de uso para el gas tratado, siendo estas: la utilización del gas como combustible para calentar el crudo producido del campo PBHI y para la generación eléctrica.

2.8.1. CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CALOR NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DEL CAMPO PBHI DE 120ºF A 200º

Se calculó el caudal de gas tratado necesario como combustible para calentar los 3 770 barriles de petróleo producidos por día en el campo PBHI desde 120 ºF hasta 200 ºF, para lo cual fue necesario conocer el grado API del crudo.

2.8.2. CANTIDAD DE ENERGÍA ELÉCTRICA A PRODUCIR POR EL GAS TRATADO

12

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

3.1. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LA COMPOSICIÓN DEL

GAS NATURAL ASOCIADO AL PETROLEÓ QUE

INGRESA AL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN

Con el análisis de la composición del gas, se determinó su peso molecular de 28,55 lb/lb mol, índice de Wobbe 1 279 𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶 y poder calórico a condiciones de operación es de 7 816 𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶𝑂, contenido de dióxido de carbono del 9%, el factor volumétrico del gas es 0.1624 𝑃𝐶𝑁

𝑃𝐶𝑌, se observó la no presencia de agua y sulfuro de hidrógeno (Tabla 4), pero se deberá analizar nuevamente la composición del gas al salir del compresor y del lecho adsorbedor; por cuanto éste variará en su composición y condiciones de operación.

Tabla 4. Propiedades de la mezcla gaseosa asociada al petróleo que ingresa al separador

de producción del campo PBHI

Componente Peso molecular, lb/lb mol Yi PM mezcla, lb/lb mol T crítica, ºR P crítica, lpca Temperatura seudocrítica Presión seudocrítica Poder calórico, BTU/PC PC mezcla, BTU/PC

Metano 16.04 0.56 8.97 343.34 667.00 191.93 372.85 909.40 508.35

Etano 30.37 0.10 2.95 550.07 707.80 53.36 68.66 1 618.70 157.01

Propano 44.10 0.12 5.38 665.92 615.00 81.24 75.03 2 315.00 282.43

i-butano 58.12 0.02 1.16 734.41 527.90 14.69 10.56 3 000.00 60.00

n-butano 58.12 0.05 2.62 765.51 548.80 34.45 24.70 3 011.00 135.50

i-pentano 72.15 0.01 0.79 828.96 490.40 9.12 5.39 3 699.00 40.69

n-pentano 72.15 0.01 0.72 845.70 488.10 8.46 4.88 3 707.00 37.07

n-hexano 86.18 0.01 0.52 911.80 439.50 5.47 2.64 4 403.00 26.42

Nitrógeno 14.00 0.03 0.45 227.51 492.80 7.28 15.77 0.00 0.00

CO2 44.01 0.09 4.14 546.73 1 069.50 51.39 100.53 0.00 0.00

Agua 18.02 0.00 0.00 1 165.11 3 200.10 0.02 0.06 0.00 0.00

Metil-ciclo-pentano 84.16 0.00 0.03 959,28 548.80 0.38 0.22 4 199.00 1.68

Benceno 78.11 0.00 0.00 1 012.15 710.40 0.06 0.04 3 590.90 0.22

Heptano 100.21 0.00 0.20 970.90 397.40 1.94 0.79 5 100.00 10.20

Tolueno 92.14 0.00 0.01 1 065.50 605.50 0.06 0.04 4 273.60 0.26

Octano 112.22 0.00 0.11 1 023.50 361.10 1.02 0.36 5 796.10 5.80

Nonano 125.54 0.00 0.05 1 070.80 330.70 0.43 0.13 6 49.,20 2.60

13

3.2. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LA PRESIÓN DEL GAS

NATURAL ASOCIADO A LA SALIDA DEL SEPARADOR

Se usó un compresor centrífugo de dos etapas, mismo que trabaja con una presión de succión de 100 lpca y tiene una descarga de 550 lpc; concluyendo que el motor requiere 534 HP.

Tabla 5.Resultados de la potencia requerida del motor para mover un compresor centrifugo

de dos etapas

Parámetros Resultados

obtenidos Unidades

Presión de succión 100 lpc

Presión de descarga 550 lpc

Numero de etapas 2 Adimensional

Relación por etapas 2.35 Adimensional

Primera etapa 235 lpc

Segunda etapa 550 lpc

Caudal de gas 4.86 MMPCD

Potencia del motor requerida 534 HP

3.3. RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN DEL DISEÑO DE UN

PROCESO DE ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN

POR ADSORCIÓN MEDIANTE GEL DE SÍLICE PARA UN

GAS NATURAL ASOCIADO

14 Aplicando el procedimiento descrito anteriormente, se calculó que el contenido de agua presente en el hidrocarburo fue de 143 lbs

MMPCN y la cantidad de agua en el dióxido de carbono de 23.9 _MMPCNlbs , teniendo un total de 166.9 _MMPCNlbs 𝐻2𝑂.

3.3.1. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DEL GAS ASOCIADO AL PETROLEÓ QUE INGRESA AL LECHO ADSORBEDOR

Los resultados del análisis de la nueva composición gaseosa se calcularon en el software Excel 2016, mismos que se presentan en la tabla 6, se debe tener en cuenta que se trata de un nuevo porcentaje molar en base al anterior, obteniendo los siguientes resultados: densidad 1.994 𝑙𝑏

𝑃𝐶, viscosidad 0.012 cP, factor volumétrico del gas es 0.028 𝑃𝐶𝑁_𝑃𝐶𝑌. El índice de Wobbe (990 𝐵𝑇𝑈_𝑃𝐶 ) y el poder calórico a condiciones de operación (30 545.3 𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶𝑂) de esta mezcla no cumplen aún con los requisitos establecidos por la norma INEN 2 489:2009 del gas natural.

Tabla 6.Propiedades del gas natural asociado al petróleo que ingresa al lecho adsorbedor

Componente Peso molecular, lb/lb mol Yi PM mezcla, lb/lb mol T crítica, ºR P crítica, lpca Temperatura seudocrítica Presión seudocrítica Poder calórico, BTU/PC PC mezcla, BTU/PC

Metano 16.04 0.74 11.87 343.34 667.00 254.07 493.58 909.40 672.96

Etano 30.37 0.10 3.04 550.07 707.80 55.01 70.78 1 618.70 161.87

Nitrógeno 14.00 0.04 0.56 227.51 492.80 9.10 19.71 0.00 0.00

CO2 44.01 0.12 5.28 546.73 1 069.50 65.61 128.34 0.00 0.00

1.00 20.75 384 712 835

3.3.2. RESULTADOS DEL DISEÑO DEL LECHO ADSORBEDOR

Los resultados del análisis del dimensionamiento y la cantidad de adsorbente que necesita para cada lecho se muestra en la tabla 7. La cantidad total de impurezas a remover del gas hidrocarburo es de 199.2 𝑙𝑏𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎

15 sílice de gel de 1/8” y por cada 5 libras de dióxido de carbono que adsorba se necesitaran 100 libras del mismo. El diámetro mínimo del lecho es de 1.69 pies y el diámetro seleccionado es de 2.50 pies, puesto que es el más comercial y a la vez cumple con nuestros requerimientos. La longitud del lecho total es de 19.5 pies. Por último, el resultado del pseudo tiempo de contacto del gas con el adsorbedor es de 33 segundos, habiendo tomado como velocidad mínima del gas dentro del lecho 30 _{𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜}𝑝𝑖𝑒𝑠 .

Tabla 7.Resultados del diseño del lecho adsorbedor

Parámetro Resultado Parámetro Unidad

Diámetro mínimo 1.69 pie Longitud total del lecho 19.5 pie

Diámetro seleccionado 2.50 pie Cantidad de adsorbente 3 984 lbs

Caudal 93 PCO/min Corrección de la cantidad de

adsorbente a ocupar 4 295 lbs

Velocidad máxima 41.2 pie/min Cantidad de adsorbente para

ambos lechos 8 590 lbs

Velocidad de ajuste 19 pie/min Volumen del lecho 95.7 PC

Longitud de la

transferencia de masa 1.40 pie Volumen del adsorbente 95.5 PC

Longitud de la zona

saturada 18.10 pie Pseudo tiempo de contacto 33 s

3.3.3. RESULTADOS DE LOS CÁLCULOS DEL CALOR DE REGENERACIÓN DEL LECHO ADSORBEDOR

Siguiendo el procedimiento descrito anteriormente se calculó que el calor total necesario para la regeneración de cada lecho es de 1 917 448 𝐵𝑇𝑈

ℎ (Tabla 8).

3.3.4. RESULTADOS DEL CÁLCULO DEL CAUDAL PARA LA REGENERACIÓN DEL LECHO ADSORBEDOR

16 regeneración que es de 550 ºF. Para el calor específico se consideró hallar las entalpias tanto la inicial como la caliente, obtenidas mediante la figura 3. El caudal del gas natural de entrada es 133 292 PCOD mientras que el caudal requerido para regenerar los lechos es de 17 713 PCOD. Lo que equivale al 13,3 % de volumen de gas tratado a ser ocupado para la regeneración del lecho adsorbedor.

Tabla 8.Resultados del cálculo del calor total de regeneración del lecho adsorbedor

Parámetro Resultado Unidad

Calor latente del agua 744 BTU/lb

Calor para desorber impurezas 162 971 BTU/h

Calor específico del lecho 0.25 BTU/lb*°F

Calor para calentar el lecho 461 754 BTU/h

Calor específico del acero 0.12 BTU/lb*°F

Masa del acero 1 406 Lb

Espesor de la lámina de acero 0.18 pulgadas

Calor para calentar el acero 72 529 BTU/h

Calor perdido a la atmosfera 69 725 BTU/h

Calor total de regeneración 1 917 447.5 BTU/h

Calor total de regeneración de

ambos lechos 3 834 895 BTU/h

Tabla 9. Resultados del cálculo del caudal para la regeneración del lecho adsorbedor

Parámetro Resultados Unidad

Tiempo de calentamiento 4.2 h

Entalpia inicial 230 °F

Entalpía caliente 540 °F

Capacidad calorífica del gas de

regeneración 0.646 BTU/lb*°F

Cantidad de gas de regeneración 1 472 lb/h

Caudal de gas de regeneración en

condiciones normales 113 020 PCN/4.2 horas

Caudal de gas de regeneración en

condiciones normales 645 825 PCND

Caudal de gas de regeneración en

condiciones operación 3 100 PCO/4.2 horas

Caudal de gas de regeneración en

17

3.4. RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES

DEL GAS ASOCIADO AL PETRÓLEO QUE SALE DEL

LECHO ADSORBEDOR

Los resultados del análisis de la nueva composición gaseosa se calcularon en el software Excel 2016, mismos que se presentan en la tabla 10, se debe tener en cuenta que se trata de un nuevo porcentaje molar en base al anterior, obteniendo los siguientes resultados: densidad 1.603 𝑙𝑏

𝑃𝐶, viscosidad 0.013 cP, factor volumétrico del gas es 0.029 𝑃𝐶𝑁

𝑃𝐶𝑌. El índice de Wobbe (1 272 𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶) y el poder calórico a condiciones de operación (34 104 𝐵𝑇𝑈

𝑃𝐶𝑂) de esta mezcla ya cumplen con los requisitos establecidos según la norma INEN 2 489:2009 del gas natural.

Tabla 10. Propiedades del gas asociado al petróleo que sale del lecho adsorbedor

Componente Peso molecular,

lb/lb mol

Yi PM mezcla, lb/lb mol T crítica, ºR P crítica, lpca Temperatura seudocrítica Presión seudocrítica Poder calórico, BTU/PC PC mezcla, BTU/PC

Metano 16.04 0.88 14.06 343.34 667.00 300.90 584.56 909.40 797.00

Etano 30.37 0.12 3.75 550.07 707.80 67.99 87.48 1 618.70 200.07

1.00 17.81 368.89 672.04 997.07

3.5. RESULTADO DEL ANÁLISIS DEL RECORRIDO DEL GAS

NATURAL ASOCIADO DEL CAMPO PBHI

18 cerradas las válvulas 2, 4, 5, 6, 8; permitiendo así que el lecho 2 se logre regenerar, mientras el lecho 1 empieza un nuevo ciclo. Este juego de válvulas se realizará cada que se requiera regenerar los lechos.

Figura 1. Esquema del lecho adsorbedor

3.6. RESULTADOS DE LA COMPARACIÓN DEL GAS

TRATADO DEL CAMPO PBHI CON LA NTE INEN 2

489:2009

Tabla 11. Comparación del gas tratado del campo PBHI con la NTE INEN 2 489:2009

Parámetro

Gas que ingresa al separador

Gas que ingresa al

lecho adsorbedor

Gas tratado

Requerimientos Norma INEN 2

489:2009

Unidades

CO2 9.41 11.94 - 3 %

Nitrógeno 3.19 3.97 - 5 %

Agua 2 671 2 671 42 65 mg/m3

H2S - - - 6.1 mg/m3

Índice de

Wobbe 48 37 47 45.8-50.6 MJ/m

3

Poder

Calórico CN 47 31 37 35.42-43.12 MJ/m

3

GPM 0.0009 - - 0.0045 l/m3

19

3.7. RESULTADO DEL ANÁLISIS DE DOS OPCIONES PARA

EL USO DEL GAS NATURAL TRATADO DEL CAMPO

PBHI

Se recomienda dos usos para el gas tratado en los lechos adsorbedores del campo PBHI, los cuales se expresan a continuación.

3.7.1. PRIMERA OPCIÓN

Como primera opción se plantea el uso del gas tratado dentro del sistema de calentamiento del crudo del campo PBHI, donde actualmente se opera con calentadores, los cuales aumentan la temperatura de 120°F a 200°F, se conoce que el campo produce 3 770 barriles de crudo al día con un API promedio de 24.04. Los resultados del análisis se presentan en la Tabla 12.

Tabla 12.Resultados del calor necesario para calentar el crudo de 120ºF a 200ºF

Parámetro Resultados Unidad

Gravedad especifica del crudo

0.9097 Adimensional

Densidad del crudo 0.9088 g/cm3

Densidad del crudo 56.73 lb/PC

Masa del crudo 1 199 825 lb/día

Calor especifico del crudo

0.445 BTU/lb*°F

Calor necesario para calentar el crudo

42 670 179 BTU/día

Conociendo el poder calórico de la mezcla de gas del campo PBHI y los caudales tanto de entrada como de regeneración, tenemos un volumen de gas disponible de 115 579 PCOD, mismo que tiene la capacidad de producir hasta 3 941 706 216 BTU

dia.

20 3.7.2. SEGUNDA OPCIÓN

Una vez restado el gas para regeneración de los lechos y para calentar el crudo, el volumen de gas restante del campo PBHI es 114 327 PCOD, de los cuales se puede obtener 162 458 667 𝐵𝑇𝑈

ℎ .

21

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. CONCLUSIONES

 Según el análisis de las cromatografías del gas asociado al petróleo del campo PBHI se determinó que, aunque no contenga H2S, este es un gas ácido por su alta concentración de CO2 (12% molar), superando ampliamente el límite máximo dado por la Norma Técnica Ecuatoriana INEN 2 489:2009, lo que obliga a dar un tratamiento de endulzamiento con el fin de que sea apto para su uso y/o comercialización.

 En la simulación del proceso de endulzamiento y deshidratación del gas natural por adsorción se utilizó el gel de sílice (1/8”) puesto que no tiene problemas en la remoción de CO2 y agua.

 Para la regeneración del adsorbente se necesitará 17 713 PCOD y para el calentamiento del crudo 1 252 PCOD, teniendo disponible aún 114 327 PCOD para su uso como energético.

22

4.2. RECOMENDACIONES

 Tener siempre en cuenta que se trabaja con presiones altas en varios procesos de la industria petrolera, por lo que se debe prestar especial atención al operar.

 Diseñar el proceso de generación eléctrica a través del gas natural.

 Aprovechar el gas natural asociado de todos los campos productores del país donde resulte rentable una inversión, cumpliendo así con la Ley de Hidrocarburos, ayudando a la preservación del medio ambiente y además ahorrando dinero por la no quema del gas.

 Seleccionar el adsorbente dependiendo de las necesidades de remoción que presente el gas natural asociado, con el fin de garantizar la pureza del gas y el aprovechamiento máximo de la capacidad de adsorción.

23

5. BIBLIOGRAFÍA

AGIP ECUADOR. (2010). AGIP OIL B.V ECUADOR. ECUADOR. ARCH. (2015). Cromatografía Campo Inchi. Quito: Schlumberger. ARCH. (2015). Cromatografía Campo PBH. Quito: Gascro M S.A. ARCH. (2015). Reservas Probadas Campo PBHI. Quito: ARCH.

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ENAP SIPETROL S.A. (2015). Plan de Desarrollo Campo Nuevo Inchi. Fco. de Orellana: Enap Sipec.

GPSA. (2010). Manual de Procesamiento del Gas Natural. Houston, Estados Unidos.

GPSA. (2010). Manual de tratamiento de gases. Texas: Data Book.

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Ministerio Coordinador de Recursos Estratégicos. (6 de Enero de 2014). Ministerio Coordinador de Recursos Estratégicos. Obtenido de http://www.sectoresestrategicos.gob.ec/ecuador-busca-nuevos-yacimientos-de-gas-natural/

Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos. (2015). Ecuador 2015: Inversiones Estratégicas. Quito: Seminarium.

Pino, F. (2010). Curso Gasotecnia Unidad I. Venezuela.

Pino, F. (2011). Endulzamieno del Gas Natural. Anzoátegui: Universidad de Oriente.

REPSOL YPF. (2010). Curso de endulzamiento y deshidratación del gas. México.

REPSOL YPF. (2010). Introducción al tratamiento de gases. México.

24 Saeid, M., A., P. W., & G., S. J. (2006). HANDBOOK OFNATURAL GAS

TRANSMISSION AND PROCESSING. Oxford: Elseiver.

Salazar, R. (2001). Compresores centrífugos. San Nicolás de los Garza: Universidad Autónoma de Nuevo León.

Thomas, W., & Crittenden, B. (2011). Tecnología y Diseño de Adsorción. Vicepresidencia de la República. (2014). Producción de gas natural de

26

6. ANEXOS

ANEXO 1

27

ANEXO 2

28

ANEXO 3

PROCESO PARA CALCULAR LA POTENCIA DE UN MOTOR

PARA MOVER UN COMPRESOR CENTRÍFUGO

La potencia requerida por el motor se calcula según el procedimiento dado en el manual de la GPSA, mismo que se detalla a continuación:

- CÁLCULO DE LA RAZÓN DE COMPRESIÓN POR ETAPA

La razón de compresión de cada etapa es la relación que existe entre la presión descarga y la de succión.

retapa=√P_PD

S n

[1] Donde:

PD: presión de descarga, lpc

n: número de etapas, adimensional PS: presión de succión, lpc

retapa: razón de compresión por etapa, adimensional

Para encontrar la presión final de descarga es necesario calcular la presión de descarga en la primera etapa y después en la segunda, de la siguiente manera:

Primera etapa

Pdescarga 1 = Psucción * retapa [2]

Segunda etapa

29 - CÁLCULO DE LA POTENCIA DEL MOTOR REQUERIDA

Una vez obtenidala relación por etapa se calcula la potencia real que requiere el motor para poder mover el compresor, a través de la siguiente ecuación:

BHP=22×retapa×n×Qg×F [4]

Donde:

BHP: potencia del motor para mover el compresor, HP

Qg: capacidad referente del compresor a 14.7 lpc y a la temperatura asignada, MMCFD

30

ANEXO 4

SIMULACIÓN

DEL

DISEÑO

DE

UN

PROCESO

DE

ENDULZAMIENTO Y DESHIDRATACIÓN POR ADSORCIÓN

MEDIANTE GEL DE SÍLICE PARA UN GAS NATURAL

ASOCIADO

El diseño del proceso de endulzamiento y deshidratación de un gas natural a simular es expuesto por la GPSA, mismo que se detalla a continuación.

- CORRECCIÓN DEL CONTENIDO DE AGUA EN EL GAS POR CONTENIDO DE IMPUREZAS

Cuando el gas natural contiene un alto porcentaje de dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, éste necesita una corrección por efectos de acidez. Las figuras A y B facilitan esta corrección.

La siguiente ecuación se emplea únicamente cuando el contenido de gas ácido está por debajo del 40%.

W = YHCWHC+YCO₂WCO₂+YH₂SWH₂S [5]

Donde:

W: contenido total de agua saturada en el gas natural, lbH2O MMPCN YHC: fracción molar fase hidrocarburo (sumar C1 + C2)

YCO2: fracción molar de CO2 en la mezcla gaseosa YH2S: fracción molar de H2S en la mezcla gaseosa WCO2: contenido de agua en el CO2, lbH2O

MMPCN WH2S: contenido de agua en el H2S, lbH2O

MMPCN

31

Figura A. Contenido de agua en el gas hidrocarburo

(GPSA, 2010)

Figura B. Contenido efectivo de agua del CO2

32 - DISEÑO DEL LECHO ENDULZADOR Y DESHIDRATADOR

Para el diseño del lecho se debe considerar las propiedades del gas asociado al petróleo y el volumen de gas a tratar. El diseño básico de un sistema de deshidratación y endulzamiento con desecantes sólidos involucra los siguientes cálculos:

o CÁLCULO DE LA CANTIDAD TOTAL DE CO2 Y H2O A

REMOVER DEL GAS NATURAL

Para el uso de esta ecuación se debe encontrar primero la cantidad de impurezas iniciales y restarle 2.9 𝑙𝑏𝐻2𝑂

𝑀𝑀𝑃𝐶𝑁, puesto que 3 libras son lo máximo permitido por la GPSA, mientras que el número de ciclos dependerá de las consideraciones del diseñador.

Wr= qgas[(W)entrada-(W)salida]

Nºde ciclos [6]

Donde:

Wr: cantidad total de impurezas a remover, lb ciclo

Qg: caudal de gas, MMPCOD We: impurezas de entrada, lb Ws: impurezas de salida, lb

o CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE ADSORBENTE

Se utilizan adsorbentes sólidos cuya capacidad de adsorción es fundamental cuando se trabaja con un gas a alta presión (Tabla A).

SS=WW_{𝑎𝑑𝑠𝑏}r 100

[7]

Donde:

33

Tabla A. Capacidad de adsorción de los adsorbentes sólidos

TIPO lb de impurezas / 100 lb de adsorbente

Bauxita activada 3 a 6

Alúmina activada 3 a 6

Gel de sílice 5 a 7.5

Tamiz molecular 22

(GPSA, 2010)

o CÁLCULO DEL CAUDAL EN CONDICIONES DE OPERACIÓN

El gas a condiciones de operación se puede obtener mediante la siguiente ecuación:

Q_CO= QCS∗PCS∗TCO∗ZCO

ZCS∗PCO∗TCS∗1440 [8]

Donde:

Qco: caudal en condiciones de operación, PCO min

Qcs: caudal en condiciones estándar, PCND Pcs: presión en condiciones estándar, lpc Tcs: temperatura en condiciones estándar, °R

Zcs: factor de compresibilidad en condiciones estándar, adimensional Pco: presión en condiciones de operación, lpc

Tco: temperatura en condiciones de operación, °R

Zco: factor de compresibilidad en condiciones de operación, adimensional día: 1 440 minutos

o CÁLCULO DE LA DENSIDAD DEL GAS NATURAL

ρ_g=_Z×R×TM×P [9]

Donde:

34 P: presión, lpca

M: peso molecular,_lblb_mol

R: constante universal de los gases, 𝑙𝑝𝑐∗𝑃𝐶 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙∗°𝑅 T: temperatura, °R

o CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL GAS NATURAL

μ_g=K×eX×[ρg]y _[10]

K=[9.4 +0.02MW_209+19MW+T]×T1,5 [11]

X=3.5+986_T +0.01MW [12]

Y=2.4-0.2X [13]

Donde:

µg: viscosidad del gas, cP ρg: densidad del gas,

g 𝑐𝑚3

T: temperatura, °R

MW: peso molecular del gas, _gmolg

o CÁLCULO DE LA VELOCIDAD MÁXIMA DEL GAS EN EL LECHO

La velocidad máxima que soporta un lecho se encuentra normalmente entre 30 a 45 pies

min. Las constantes B y C, se seleccionarán dependiendo del tipo de adsorbente que se utilice en el lecho.

La velocidad máxima se calcula de la siguiente manera:

Vmax=[( (∆P_L) C×P)

0.5 - ((

B C)×(

μ ρ)

35 Donde:

Vmax: velocidad máxima, pies min

(∆P

L) : 0.33 psi pie

µ: viscosidad del gas, cP

B y C: especificaciones según el fabricante Ρ: densidad del gas, lb

PC

Tabla B. Constantes B y C

TIPO DE PARTÍCULA B C

1/8 (3mm) bead 0.056 0.0000889 1/8 (3mm) extrudate 0.0722 0.000124

1/16 (1,5mm) bead 0.152 0.000136 1/16 (1,5mm) extrudate 0.238 0.00021

(GPSA, 2010)

o CÁLCULO DEL DIÁMETRO MÍNIMO DEL LECHO

D_min=[ 4×q

π×V_max] 0.5

[15] Donde:

Dmin: diámetro mínimo del lecho, pies Q: caudal, _minPC

o CÁLCULO DEL AJUSTE DE LA VELOCIDAD

Vajus=Vmax×[_DDmin

selecc]

2

[16] Donde:

Vajus: velocidad de ajuste, pies min

36

o LONGITUD DE LA ZONA DE TRANSFERENCIA DE MASA

LMTZ=[ V_ajus

35 ] 0,3

×Z [17]

Donde:

LMTZ: longitud de la zona de transferencia de masa, pies Z: 1.7 para 1/8” y 0.85 para 1/16”

o LONGITUD DE LA ZONA SATURADA

L_s= 4×SS

π×D2 ×ρd [18]

Donde:

LS: longitud de la zona saturada, pies pd: densidad del adsorbente, lb

PC

Tabla C. Propiedades de los adsorbentes

ADSORBENTE FORMA DENSIDAD

(lb/PC)

TAMAÑO DE PARTÍCULA

Alúmina Gel

Alcoa H-151 Esférica 52 1/4"

Alúmina Activada Alcoa

F-1

Granular 52 1/4" - 8 mesh

Sílica Gel

Sorbead R-R Esférica 49 1/8" o 1/16”

Sílica Gel

Sorbead R-H Esférica 45 1/8" o 1/16” Tamiz

Molecular Davison - 4Å

Esférica 42 -45 4 -8 mesh o 8 - 12 mesh

Tamiz Molecular Linde - 4Å

Extruida /

cilíndrica 40 - 44 1/8" o 1/16”

37

o LONGITUD TOTAL DEL LECHO

LT = LMTZ+ LS [19]

Donde:

LT: longitud total del lecho, pies

o CORRECCIÓN DE LA CANTIDAD DE ADSORBENTE

Ss_t=L_LT

s×Ss [20]

Donde:

Ss_t: cantidad de adsorbente corregida, lb

o VOLUMEN QUE OCUPA EL ADSORBENTE

V=SST

ρd [21]

Donde:

V: volumen que ocupa el adsorbente, PC

o VOLUMEN DEL LECHO

V_{𝑙𝑒𝑐ℎ𝑜}= π ∗Dselecc2 4 ∗ L𝑇

[22] Donde:

V lecho: volumen del lecho, PC

o PSEUDO TIEMPO DE CONTACTO DEL GAS CON EL DESECANTE

38 Stc=_VLt

min [23]

Donde:

Stc: pseudo tiempo de contacto del gas, s Vmin: velocidad mínima,

pies min

o CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CALOR DE REGENERACIÓN DEL LECHO ADSORBEDOR

Una vez terminado el ciclo de operación del lecho adsorbedor, éste necesita un proceso de regeneración, mismo que se lo realiza mediante la aplicación de calor; por lo que se procede con el cálculo del calor necesario para su regeneración.

o CÁLCULO DEL CALOR NECESARIO PARA DESORBER LAS IMPUREZAS

Q_W=Wr×1.1×Cp [24]

Donde:

Qw: calor para desorber las impurezas,BTU h

Wr: masa total de impurezas, lb

Cp: calor sensible del agua a 550 lpc, 743.75 BTU lb

o CÁLCULO DEL CALOR NECESARIO PARA CALENTAR EL ADSORBENTE

Qsi=msi*C𝑝∗ (Trg− Ti) [25] Donde:

Qsi: calor necesario para calentar el adsorbente, BTU h

39 Cp: calor específico del lecho, 0.25 BTU

lb∗ ℉

Trg: temperatura de regeneración, °F Ti: temperatura inicial, °F

o CÁLCULO DEL ESPESOR DE LA LÁMINA DE ACERO

t =

2×S×F×E [26]

Donde:

t: espesor de la lámina de acero, pulgadas D: diámetro seleccionado, pulgadas

Pdiseño: presión de diseño, lpca

S: resistencia mínima, 52 000 lpca F: factor de diseño, 1.00

E: factor de unión longitudinal donde: 1.00 para soldaduras eléctrica y soldadura arco sumergida o 0.60 para tubos soldados a tope

o CÁLCULO DE LA MASA DE ACERO

m_hi = 155 × [t + 0.125] × [L_S+ L_MTZ+ (0.75 × D + 3) × D] [27]

Donde:

mhi: masa del acero, lb

t: espesor de la lámina, pulgadas D: diámetro seleccionado, pies

o CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE CALOR NECESARIA PARA CALENTAR EL ACERO DEL LECHO

40 Donde:

Qhi: calor necesario para calentar el acero, BTU h

Cp: calor específico del acero, 0.12 BTU lb∗ ℉

o CÁLCULO DEL CALOR PERDIDO A LA ATMÓSFERA

Q_LH = 0.10 ∗ [Q_W+ Q_si+ Q_hi] [29]

Donde:

QLH: pérdidas de calor a la atmósfera, BTU h

o CÁLCULO DEL CALOR TOTAL DE REGENERACIÓN

Mediante la siguiente ecuación se obtuvo el calor necesario para regenerar el lecho.

Q_t= 2.5[Q_W+ Q_si+ Q_hi+ Q_lh] [30]

Donde:

Qt: calor total de regeneración del lecho, BTU h

o CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CAUDAL DE GAS NECESARIO PARA REGENERAR EL LECHO

El caudal de gas necesario para la regeneración del lecho adsorbedor se calcula con el fin de compararlo con el caudal de gas a tratar.

o CÁLCULO DEL TIEMPO DE CALENTAMIENTO

Se considera un buen tiempo de calentamiento entre el 60 al 75% del tiempo de regeneración.

t_h=t_rg* tc

41 Donde:

th: tiempo que se demora en calentar el lecho, h trg: tiempo de regeneración, h

tc: tiempo de calentamiento, %

o CÁLCULO DEL CALOR ESPECÍFICO DEL GAS DE REGENERACIÓN

C_p=Hhot-Hi

T_hot-T_i [32]

Donde:

Cp: calor específico del gas de regeneración, BTU lb∗℉

Hhot: entalpia de la temperatura caliente, °F Hi: entalpia de la temperatura inicial, °F Thot: temperatura caliente, ºF

Ti: temperatura inicial, °F

Para encontrar las entalpias se usa la figura C, donde se debe tener en cuenta el peso molecular de la mezcla con la que se trabaja, además la temperatura caliente es 50 ºF sobre la temperatura inicial.

o CÁLCULO DE LA MASA DE GAS DE REGENERACIÓN

M_rg= QT

[C_p(T_hot-T_h)×th] [33]

Donde:

Mrg: masa de gas de regeneración, lb

h

o CÁLCULO DEL CAUDAL DE GAS DE REGENERACIÓN EN CONDICIONES NORMALES

Qrg = Mrg∗ 1

42 Donde:

Qrg: caudal de regeneración del lecho, PCN MW: peso molecular de la mezcla gaseosa, lb

lb−mol

Figura C. Cálculo de entalpías

43

ANEXO 5

CÁLCULOS PARA ENCONTRAR EL CALOR NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DE UNA TEMPERATURA INICIAL A FINAL

- CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL CRUDO

∂60℉ = 141.5

131.5+API [35]

Donde:

API: gravedad del petróleo, ºAPI

∂_60℉: gravedad específica del crudo, adimensional

- CÁLCULO DE LA DENSIDAD DEL CRUDO

Se debe tener en cuenta que la densidad del agua es de 0.999 𝑔 𝑐𝑚3.

ρ_o =∂60℉× ρH2O [36]

Donde:

𝜌𝑜: densidad del crudo, lb PC

𝜌_𝐻2𝑂: densidad del agua, _cmg₃

- CÁLCULO DE LA MASA DEL CRUDO

M = V×ρ_o [37]

Donde:

M: Masa del crudo,_dialb

44 - CÁLCULO DEL CALOR ESPECÍFICO DEL CRUDO

C_O=0.388+0.00045T

do0.5 [38]

Donde:

CO: calor específico del crudo, BTU lb ℉

T: temperatura, °F

do: densidad relativa del petróleo, g cm3

- CÁLCULO DEL CALOR NECESARIO PARA CALENTAR EL CRUDO DEL CAMPO PBHI DE 120 ºF A 200 ºF

Mediante esta ecuación se obtiene el calor que se necesita para calentar el crudo a 200 ºF.

Q = m×Co×∆T [39]

Donde:

Q: cantidad de calor necesaria para calentar el crudo, BTU lb

m: masa del crudo, lb dia